Всего за отчётный год по месторождению добыто 527,4 тыс.т нефти, что на 3,8 тыс.т нефти или 0,7 % меньше, чем в 2006 году и на 1,6 % меньше лицензионного соглашения; годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,15 %. Процент обводненности продукции добывающих скважин 90,5 %. Падение добычи нефти объясняется сокращением добычи жидкости по сравнению с 2006 годом на 193,3 тыс.т. и истощением запасов. С начала разработки добыто 326707,4 тыс.т нефти или 93,3 % от извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,500 (КИН=0,536 утвержденный по балансу запасов). Отбор жидкости с начала разработки составил 1522095,0 тыс.т. Закачано в пласты 1686538,8 тыс.мз рабочего агента или 98,5 % от текущего отбора жидкости. Компенсация с начала разработки 110,4%, с начала года 98,5%.
Средний дебит одной скважины по нефти - 1,5 т/сут, по жидкости – 16,2 т/сут.
В 2007 году на месторождении проведено 95 мероприятий по увеличению нефтеотдачи, за счет которых дополнительно добыто 132,153 тыс.т нефти или 25,1 % от всей добычи по месторождению. Доля нефти от проведения различных ГМ и ТМ составила 82,2 % - 91,275 тыс.т.
Текущие проблемы и направления совершенствования системы разработки месторождения: необходимо при довыработке остаточных запасов нефти девонских горизонтов: решить проблему подбора композиций или технологий снижения объемов попутно-добываемой воды при сохранении отборов нефти; комплексное решение проблемы организации закачки и выработки запасов нефти верхних низкопроницаемых пачек пашийского и муллинского горизонтов; решение вопроса увеличения дебитов жидкости из карбонатов кизеловского горизонта турнейского яруса; организовать учет добычи из скважин эксплуатарующие два объекта и более.
В связи с пересчетом запасов (протокол №3579 от 28.02.2006 г.) и в связи с отклонением фактического отбора УВС от проектного уровня свыше допустимого необходим новый проектный документ (условия лицензионного соглашения).
1.2. АРДАТОВСКОЕ НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Месторождение открыто и введено в промышленную разработку 1977 году.
Запасы нефти и газа утверждены ГКЗ МПР России (протокол №842 от 20.06.2003 г.) и ЦКЗ РФ (протокол №355(м) от 20.05.2004 г.). Месторождение разрабатывается в соответствии с «Уточненным проектом разработки Ардатовского нефтяного месторождения», составленным институтом «БашНИПИнефть» и утверждённым ЦКР МПР России в 2005 году (протокол №3512 от 21.12.2005 г.).
Запасы нефти Ардатовского нефтяного месторождения распределены по семи объектам разработки: тульский горизонт (разрабатывается с 1982 г.), бобриковский горизонт (с 1980 г.), кизеловский горизонт (с 1983 г.),упинско-малевский гориизонт (с 1985 г.), заволжский надгоризонт (с 1982 г.), среднефаменский подъярус (с 1977г.), нижнефаменский подъярус (с 1983 г.). Основные геологические запасы нефти заключены в бобриковском горизонте 60,8 %.
Добывающий эксплуатационный фонд составляют 164 скважины. Из них 160 действующих, в бездействующем добывающем фонде числится 4 скважины, что составляет 2,5 % от ДЭФ. Действующий нагнетательный фонд 37 скважин, бездействующий – 2 скважины или 5,1 % от ЭФ. Введено 2 скважины из пьезометрического фонда с переводом на вышележащий горизонт. Три скважины освоены под нагнетание. В ожидании ликвидации находятся 34 добывающих и 40 нагнетательных скважин: по сравнению с прошлым годом количество сократилось на 2 скважины. Всего ликвидировано с начала эксплуатации 67 скважин добывающего и 40 скважин нагнетательного фонда.
Всего за год добыто 111,2 тыс.т нефти, что меньше уровня по лицензионному соглашению на 8,6 тыс.т, или 7,2%. Годовой темп отбора составил 1,4 % от начальных и 4,3 % от текущих извлекаемых запасов по нефти. С начала разработки добыто 5295,7 тыс.т нефти или 67 % от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,267 при проектном - 0,399.
Добыча жидкости за 2007 год составила 659,6 тыс.т, обводненность продукции добывающих скважин – 83,1 % - выше 2006 года на 0,7%. Добыча нефти по сравнению с 2006 годом больше на 0,2 тыс. т или 0,1 %.
Закачано в пласты 21402,5 тыс.м3 рабочего агента или 104,6 % от текущего отбора жидкости. Компенсация отбора закачкой с начала разработки составила 113,3 %.
Средний дебит одной скважины по нефти 2,0 т/сут, по жидкости 11,9 т/сут.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.